Навигация

 

 Меню раздела

Основные условные обозначения
Индексы
Сокращения в тексте
Наименования организаций
Энергетический блок ТЭС или АЭС
Внешние регулируемые величины блока
Принципы регулирования энергоблоков
Математические модели и структурные схемы
Принципы моделирования
Аналоговые и цифровые модели
Цифровое моделирование
Способы получения математических моделей
Динамические свойства блоков
Полу эмпирические модели
Процесс эксплуатации
Типовые возмущения
Типовые звенья и структурные схемы
Элементы автоматического регулирования
Нелинейные звенья
Гармоническая линеаризация
Моделирование регуляторов
Математическое регулирование паротурбинных установок
Уравнение ротора
Моделирование паровых объемов
Моделирования влажно-паровых объемов
Моделирование поверхностных подогревателей
Применение операционного исчисления
Водяной тракт подогревателя
Точность математической модели
Моделирование парового пространства подогревателя
Масса конденсата греющего пара
Моделирование смешивающих подогревателей
Особенности моделирования конденсатора
Эквивалентирование подогревателей
Моделирование турбогенераторов
Моделирование энергосистем
Математическое моделирования парогенераторов
Моделирование системы топливоподачи
Моделирование топки
Моделирование конвентивного газохода
Моделирование активной зоны реактора
Уравнение кинетики реактора
Моделирование промежуточных контуров
Температуры теплоносителя в теплоотдающей части
Компенсаторы объема
Моделирование парогенераторов с многократной циркуляцией
Моделирование прямоточных парогенераторов
Моделирование питательного клапана парогенераторов
Структурные схемы парогенераторов
Сопротивление тракта пароперегревателя
Уравнение паропровода
Динамика регулирования энергоблока
Моделирование газового промперегревателя
Моделирование парового промперегревателя
Регулирование блоков в мощных энергосистемах
Автоматическое регулирование возбуждения
Мощностные характеристики турбогенераторов
Плановые и неплановые изменения нагрузки
Регулирование частоты в энергосистеме
Регулирование мощности
Регулирование перетоков мощности по МСС
Статическая устойчивость
Взаимное согласование параметров РОМ и АСР турбины
Динамическая устойчивость
Требования к статическим и динамическим характеристикам
Регулирование паровых турбин
Динамические характеристики мощных паровых турбин
Влияние паровых объемов
Амплитудно-фазовая характеристика системы
Влияние промежуточных объемов
Динамические характеристики влажно-паровых турбин
Роль парового промперегрева
Импульсные характеристики турбин
Система регулирования мощных паровых турбин ПО ЛМЗ
Системы регулирования турбин ХТГЗ
Система снабжена ЭГП
Влияние системы регенеративного подогрева
Динамическая структура объекта регулирования
Динамика регулирования при наборе нагрузки
Регенеративные отборы пара
Регулирование котлов
Регулирование питания прямоточных котлов
Регулирование температуры перегрева пара
Возможности регулирования температуры перегрева
Аккумулирующая способность котла
Настройка отдельных регуляторов
Принципы регулирования ядерных реакторов
Возрастание потока нейтронов
Регулирование нейтронной мощности
Система управления и защиты
Борное регулирование
Роль температурного эффекта реактивности
Неоновое отравление реактора
Регулирование конденсаторных энергоблоков
Взаимное влияние парогенератора и турбины
Математическая модель ядерного энергоблока
Контуры регулирования основных регулируемых величин
Регулирование энергоблоков ТЭС
Передаточная функция и частотные характеристики
Первичное управление котлом
Корректирующие связи в системах
Форсирующие связи
Стабилизирующие связи
Физическая природа
Регулирование энергоблоков
Схемы с задающим регулятором
Управление клапанами турбины
Динамические свойства энергоблоков
Первичное управление котлом
Комбинированное регулирование
Первичное управление котлом
Повышение эффективности участия блока
Типовые схемы АСР энергоблоков
Особенности регулирования энергоблоков АЭС
Недостатки программы регулирования
Применение программы
Блоки с канальными реакторами
Регулирование теплофикационных энергоблоков
Рациональный способ использования пара
Принцип автономности
Физические основы автономного регулирования
Характерные режимы теплофикационной турбины
Критерии автономности
Необходимое условие автономности системы
Условие полной автономности
Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков
Нарушения автономности
Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков
Электрическая часть АСР
Обще-блочное регулирование
АСР теплофикационного энергоблока
Статическая точность
Привлечения конденсационных энергоблоков ТЭС
Выбор программы регулирования энергоблоков АЭС


Типовые схемы АСР энергоблоков

В начальный период освоения эксплуатации энергоблоков и в период широкого внедрения СД и КР (конец 60-х — начало 70-х гг.) для регулирования мощности энергоблоков отсутствовали теоретически обоснованные и проверенные длительным опытом практической эксплуатации системы регулирования блоков. В таких условиях было вполне оправдано разнообразие схемных решений, предложенных различными организациями. Это позволило, с одной стороны, быстрейшим образом осуществить автоматизацию управления энергоблоками, вводившимися чрезвычайно быстрыми темпами, и тем способствовать повышению надежности и экономичности их работы, а с другой, — в короткие сроки накопить опыт практической эксплуатации различных АСР и выявить их сильные и слабые стороны. В результате было создано большое число систем регулирования, близких по достигаемым динамическим свойствам, но существенно отличных друг от друга по принятым схемным решениям. Порой однотипные блоки одной и той же электростанции были оснащены разными схемами регулирования. Обилие разнотипных систем усложняло наладку, эксплуатацию и ремонт систем автоматики.
В таких условиях был необходим переход к унифицированным типовым решениям [62]. Работами многих отечественных организаций ВТИ, ЦКТИ, Союзтехэнерго, БелЭНИН, ЦНИИКА, ЛПИ и др. [1, 30, 83, 109, 121, 129 и др. J по обоснованию, теоретическому и экспериментальному исследованию и всесторонней практической проверке широкого класса АСР энергоблоков, работающих как при ПД, так и при СД, был создан фундамент для выработки типовых решений. Выполненный выше анализ показывает, что к настоящему времени создано несколько примерно равноценных вариантов АСР, удовлетворяющих современным требованиям к регулированию энергоблоков. Одновременно турбинными заводами были созданы электрогидравлические системы регулирования турбин (см. гл. 5), обеспечивающие возможность реализации любой программы регулирования блока и способа управления его мощностью. Итогом проделанной работы явилась разработка по инициативе ВТИ [110] типовых координированных систем автоматического управления мощностью САУМ, которые вобрали в себя весь опыт отечественной науки и техники по автоматизации энергоблоков.
К числу типовых решений относятся два варианта: первый из них (САУМ-1) реализует принцип первичного управления котлом с подачей исчезающего сигнала по разности между заданной и фактической мощностью блока в локальную АСР турбины; второй вариант (САУМ-2) реализует принцип первичного управления турбиной.
Командным органом САУМ-1 (рис. 8.19, а) является регулятор мощности РМ, управляющий через регулятор топлива РТ (или питания) и исполнительный механизм ИМ регулирующими органами котла РО. Регулирующими клапанами турбины РК управляет турбинный регулятор TP, воздействующий на механизм управления МУТ. Система реализует комбинированную программу регулирования. При ПД к турбинному регулятору подключены датчик давления свежего пара ДД и задатчик ЗД, и турбинный регулятор выполняет функции регулятора давления «до себя». При СД к турбинному регулятору подключены датчик положения клапанов турбины ДПК и задатчик ЗПК, и он становится регулятором положения клапанов. Переход от ПД к СД и наоборот производит переключатель П, совмещенный с логическим элементом — выявителем минимального из сигналов (Род — Ро) и (тЗЛ — т)- Изменяя значение, можно изменять точку перехода от одной программы регулирования к другой. Для повышения приемистости блока на МУТ подают форсирующий сигнал турбинного блока регулирования мощности БРМ, пропорциональный разности между заданным и фактическим значениями мощности. Благодаря воздействию этого сигнала турбина увеличивает или уменьшает свою мощность раньше, чем котел перейдет к новому режиму работы. Изменяя коэффициент усиления форсирующего сигнала, получают «дозированную» (регулируемую) приемистость. На вход РМ через дифференциатор Д подают стабилизирующий сигнал по производной от давления.
В варианте САУМ-2 энергоблоком управляет блок регулирования мощности БРМ (турбинный регулятор мощности), воздействующий через МУТ\ на регулирующие клапаны турбины РК. Котлом управляет главный регулятор котла ГРК, который при ПД выполняет функции регулятора давления свежего пара, а при СД — регулятора положения клапанов турбины. Переключение с одной программы регулирования на другую производит переключатель П по минимальному из подаваемых на него сигналов (рЦд — р0) и (тзд — т). На ГРК поданы также стабилизирующие сигналы по производным от давления и мощности. Подача на ЭГП турбины сигнала противоаварийной автоматики обеспечивает участие блоков в противоаварийном управлении энергосистемами.
На практике чаще используют вариант САУМ-1. При наладке САУМ-2 встретились затруднения с обеспечением устойчивости и требуемого качества процесса регулирования, однако, как показано выше, эти затруднения могут быть устранены за счет введения корректирующих связей.